Capítulo 15. Promoción de las energías renovables: la experiencia de España

Capítulo 15

Promoción de las energías renovables: la exPeriencia de esPaña

luis agosti y Jorge padilla

Como en muchos otros países, la regulación del sector eléctrico español se ha centrado en tres objetivos en ocasiones opuestos: precios bajos, seguridad de suministro y sostenibilidad medioambiental. Durante los últimos años, el gobierno español ha fomentado el desarrollo de las energías renovables, solar y eólica principalmente, teniendo en cuenta estos objetivos. Se esperaba que el aumento de la capacidad de generación de energía renovable con bajos costes marginales redujera los precios del mercado mayorista (excluyendo los subsi-dios), redujera también la dependencia histórica de la economía española de las importaciones de energía primaria y ayudara a la consecución de los obje-tivos del gobierno en materia de reducción de emisiones.

los incentivos a la inversión en energías renovables se basan en un sis-tema dual de tarifas y primas a la producción 1. los generadores de energías renovables pueden escoger entre vender su producción a un precio fijo regula-do o venderla al precio de mercado y recibir una prima adicional. además, la inversión en renovables se beneficia de un marco regulatorio y administrativo con menores barreras a la entrada que el resto de las tecnologías y de condi-ciones de acceso a la red relativamente favorables en comparación con otros países.

1 los sistemas de tarifas y primas se consideran mecanismos particularmente eficientes de fomento de las energías renovabas. Ver CEER (2008); IEa (2008, 2009).

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518 luIS agoStI y JoRgE paDIlla

la política del gobierno español en materia de renovables tiene aspectos ciertamente loables, pero también puede ser criticada por diferentes motivos. El análisis de la Comisión Europea sobre los diferentes mecanismos de pro-moción de las energías renovables tiene en cuenta dos indicadores relativos a la efectividad y la eficiencia de cada mecanismo. El indicador de efectividad muestra para cada tecnología el incremento en generación renovable en com-paración con su potencial realizable estimado a medio plazo 2. El indicador de eficiencia compara el subsidio medio recibido por cada tipo de tecnología con su coste de generación. un mecanismo de promoción de renovables es más eficiente cuanto menor es el subsidio recibido en comparación con su coste.

El sistema del gobierno español ha demostrado ser efectivo. En 2008, la capacidad de generación con energías renovables representó un 42% de la capacidad total de generación y produjo un 22% de electricidad total. Hoy en día, España es el segundo país de la unión Europea (uE) en términos de energía eólica generada. En noviembre de 2009, la producción eólica alcanzó récords de producción cubriendo en varias horas más del 50% de la demanda de electricidad. la generación solar fotovoltaica (FV) ha experimentado un in-cremento extraordinario en los últimos años al pasar de 146 MW de capacidad instalada en 2006 a 3.342 MW en 2008. De hecho, España instaló en 2008 el 40% de las unidades instaladas en todo el mundo.

En lo que respecta a la generación eólica, la regulación ha sido tanto efectiva como eficiente. la figura 1 muestra los indicadores de efectividad y eficiencia —beneficio esperado—, en función del valor del subsidio medido en céntimos de euro por kilowatio hora (c€/kWh), de los sistemas de fomento de energía eólica renovable de varios Estados miembros de la uE. El sistema de fomento de renovables es en este caso el más efectivo y el coste de los subsidios está en línea con el subsidio medio de los Estados miembros.

la realidad de la generación solar es diferente. El rápido crecimiento de la construcción de instalaciones solares descrito anteriormente es en parte re-sultado de una prima extremadamente generosa. a medida que el número de instalaciones ha crecido, el gobierno se ha ido comprometiendo al pago de millones de euros por un periodo de veinte años. Inevitablemente, la conse-cuencia ha sido una rebaja repentina en el valor de las primas a esta tecnología en el año 2009.

En la actualidad, el debate en España se centra en el impacto de la política de energías renovables sobre el funcionamiento del sector eléctrico en el fu-

2 El potencial realizable representa la capacidad máxima alcanzable, asumiendo que todas las ba-rreras existentes puedan solventarse. la estimación del potencial realizable a medio plazo en los países europeos hasta el año 2020 fue realizada utilizando el modelo green X. Ver Ragwitz et al. (2005).

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pRoMoCIón DE laS EnERgíaS REnoVablES: la EXpERIEnCIa DE ESpaña 519

turo, en particular, sobre los precios mayoristas y minoristas, la operación del sistema y la seguridad de suministro. ¿Ha ido el gobierno demasiado lejos con su apoyo a las energías renovables? ¿Ha sacrificado los objetivos de eficiencia económica y seguridad de suministro a favor de los objetivos medioambien-tales?

Este capítulo busca dar respuesta a estas preguntas mediante la descripción de la situación actual y de los retos futuros que plantea el fomento de las ener-gías renovables en España. también explora las posibles soluciones a los pro-blemas identificados. En primer lugar, se realiza un análisis del actual marco regulatorio de las energías renovables. a continuación, el capítulo se centra en aquellos retos que dificultan la expansión de la capacidad de generación reno-vable futura —en particular, los efectos que la penetración de la producción de origen renovable a gran escala ha tenido y tendrá en la operación del sistema eléctrico español, en los incentivos a la inversión en las diferentes tecnologías y en su efecto sobre los precios minoristas—. Finalmente, el capítulo examina las posibles soluciones a los problemas planteados por el despliegue intensivo de generación renovable.

Figura 1

efectividad y eficiencia de los sistemas de promoción de generación eólica en tierra en europa en 2006.

25

20

15

10

5

0

PrimasCuota/TGCIncentivos fiscales

Beneficio Esperado ( Cent./KWh)

Ind

icad

or

de

Efe

ctiv

idad

(%

)

–1 0 1 2 3 4 5 6 7 8

HU

ES-MOES-FP

IE

DE

ATLT

SE FICZ-FP

FR UKITPL

BE-FlandesBE-Wallonia

CZ-MO

Fuente: Comisión Europea, 2008.Nota: Mo = opción de mercado; Fp = opción de prima fija.

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i. situación actual de las energías renovables

en esPaña

En España las energías renovables forman parte del denominado Régimen Especial (RE), que incluye la generación de electricidad procedente de recur-sos renovables, cogeneración y residuos sólidos, con una potencia inferior a 50MW. las unidades convencionales —nuclear, grandes instalaciones hidráu-licas y ciclos combinados de gas— operan bajo el Régimen ordinario (Ro). En 2008, el RE fue responsable del 23% de la energía producida y represento el 32% de la capacidad total instalada, como se puede ver en la tabla 1.

tabla 1

tecnologías de generación de electricidad en españa. diciembre 2008

Tecnología GWh % MW %

Hidráulica (> 50 MW) 21.428 7,5% 16.657 18,3%

nuclear 58.973 20,6% 7.716 8,5%

Carbón 46.275 16,1% 11.359 12,5%

Fuel/gas 2.378 0,8% 4.418 4,9%

Ciclo Combinado 91.286 31,8% 21.675 23,9%

Régimen Ordinario 220.340 76,9% 61.825 68,0%

Hidráulica (< 50 MW) 4.416 1,5% 1.979 2,2%

Eólica 31.393 11,0% 15.874 17,5%

otras Renovables 7.183 2,5% 4.069 4,5%

no renovables a 23.308 8,1% 7.132 7,8%

Régimen Especial 66.300 23,1% 29.054 32,0%

total 286.640 100,0% 90.879 100,0%

Fuente: REE, 2008.a Incluye cogeneración y residuos sólidos.

la figura 2 muestra la capacidad de generación de tecnologías renovables (excluyendo grandes instalaciones hidráulicas) en varios países de la uE según información del año 2007. En términos absolutos, España está en segundo lugar en términos de capacidad, después de alemania. En términos relativos, la capacidad de generación renovable representó el 21% del total de capacidad instalada, la segunda en proporción después de portugal.

Entre las diferentes tecnologías que se incluyen en el RE, la generación eólica tiene un papel predominante. Como se muestra en la tabla 2, la ca-pacidad eólica en tierra ha crecido de 886 MW en 1998 a 15.709 MW en 2008. la generación eólica, junto con los ciclos combinados, ha dominado la evolución del mix de generación en España en la última década. Estas dos

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Figura 2

tecnologías de generación renovables en la ue, 2007

30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

MW

Eólica en tierraHidráulicaFotovoltáicaOtrosPorcentaje capacidad total%

Portu

gal

Españ

a

Aleman

ia

Luxe

mbu

rgo

Austri

a

Repúb

lica

Checa

Irlan

da

Hungr

ía

Grecia

Bélgica

Norue

ga

Estonia

Reino

Unido

Italia

Polonia

Franc

ia

24

21

19

16

13 1211 11 7 7 6

5

5 5

4 2

Fuente: CEER, 2008.Nota: los datos excluyen las grandes instalaciones de generación hidráulica.

tabla 2

evolución de la capacidad instalada renovable y otra capacidad adscrita al re (mW)

Año Biomasa Solar EólicaHidráulica (< 50 MW)

Hidráulica (> 50 MW)

Cogenera-ción

Residuos sólidos

Residuos sólidos urbanos

1998 81 1 886 1.300 16.454 3.673 334 n/a

1999 88 2 1.686 1.439 16.526 4.206 351 29

2000 144 2 2.296 1.469 16.526 4.929 339 81

2001 230 4 3.508 1.562 16.588 5.352 449 157

2002 352 8 5.066 1.594 16.587 5.567 461 324

2003 454 12 6.324 1.666 16.658 5.628 468 420

2004 469 23 8.522 1.708 16.657 5.694 585 469

2005 499 48 10.097 1.765 16.657 5.706 585 538

2006 540 146 11.891 1.893 16.657 5.836 579 624

2007 557 695 14.423 1.913 16.657 6.060 569 527

2008 582 3.342 15.709 1.965 16.657 6.168 579 554

Fuente: CnE, 2009b.Nota: El RE incluye renovables, cogeneración, residuos sólidos urbanos y excluye las grandes instalaciones

hidráulicas.

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tecnologías han representado el 94% de toda la capacidad de nueva instala-ción entre 2003 y 2008. la generación solar fotovoltaica representa sólo el 3% de la capacidad, si bien el ritmo de inversión en los dos últimos años ha sido extraordinario.

Como resultado del crecimiento de la capacidad de generación renovable, la producción del RE ha experimentado aumentos muy importantes en los últi-mos años. Como se muestra en la figura 3, el aumento de la producción del RE combinado con la reducción de la demanda en 2009, consecuencia de la crisis económica, ha provocado que el RE haya cubierto más del 30% de demanda —una cifra que aumenta por encima del 40% si se incluye la producción de las grandes instalaciones hidráulicas que operan en el Ro.

Figura 3

evolución de la demanda y cobertura del re

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

Año

GW

h

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Demanda

Contribución Régimen Especial

35

30

25

20

15

10

5

0(%

)

Fuente: REE, 2008.

1. objetivos regulatorios y políticos

El principal objetivo de la política del gobierno español en materia de energías renovables es la reducción de las emisiones de Co2. En el año 2008, la generación de electricidad con recursos renovables, sin incluir las grandes instalaciones hidráulicas, evitó más de quince millones de toneladas (Mt) de Co2

3, lo que representa aproximadamente un 4% de las emisiones anuales registradas en el periodo 1990 y 2007. actualmente, las emisiones anuales de Co2 se sitúan en un 52% por encima del año base de emisiones, y casi un

3 En relación a un escenario contrafactual donde la misma cantidad de energía fuera generada por ciclos combinados.

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37% por encima del objetivo de emisiones de España para el cumplimiento del protocolo de Kioto. las políticas regulatorias dirigidas a fomentar la inversión en energías renovables son una respuesta natural al aumento significativo de las emisiones de Co2.

otro objetivo fundamental es la reducción de la dependencia de la ener-gía primaria del exterior. la producción interior de energía primaria (in-cluyendo la generación nuclear) representa actualmente tan sólo un 19% de toda la energía primaria consumida en España. Con apenas nada de pro-ducción de gas y petróleo, la mayor parte de la producción interior de ener-gía primaria recae sobre la generación nuclear y el carbón, sobre las que existe una fuerte presión para que se reduzca su importancia en el futuro 4. El gobierno actual se ha posicionado claramente a favor de abandonar la energía nuclear y apoyar la producción de energías renovables. En el caso del carbón, la actividad minera está subvencionada en su mayor parte y es probable que desaparezca en el medio plazo 5. las energías renovables se-rán entonces la única fuente de producción interior de energía primaría. Se estima que sólo si las energías renovables se incrementan a un ritmo del 8% anual, España será capaz de mantener su grado de dependencia energético del exterior por debajo del actual 80%. Sin la contribución de las energías renovables, la dependencia de energía primaria se situaría en torno al 90% en el año 2020 6.

un tercer objetivo de la promoción de las renovables se refiere a su im-pacto sobre los precios de la electricidad. Se esperaba que la expansión de las energías renovables, que se caracterizan generalmente por tener costes variables bajos y no ser gestionables, contribuyera a reducir los precios ma-yoristas de la electricidad, por lo menos a corto y medio plazo. Siempre que la capacidad adicional sea propiedad de generadores no incumbentes, ésta contribuiría a solucionar los problemas de poder de mercado en el mercado de generación de electricidad que repetidamente ha insinuado el gobierno. El efecto de esta expansión de capacidad se considera también como un medio para compensar el coste de los subsidios a la generación con tecnologías renovables.

4 Según el criterio de la agencia Internacional de la Energía, la forma de energía primaria correspon-diente a la energía nuclear no es el calor específico del combustible nuclear, dado que es difícil establecer su valor de manera cierta. En su lugar, se considera que la forma primaria del combustible nuclear es el calor específico del vapor en el reactor, por lo que se considera una fuente de energía nacional.

5 El plan para el fomento del carbón doméstico implica la reducción de la producción de carbón hasta los 9,2 Mt en 2012. Ver Comisión Europea (2006, 2009b).

6 En este escenario se considera un crecimiento para la energía primaria en España del 1,3% anual, según las estimaciones de la aIE para España, y que la producción nuclear y de carbón se mantiene en los niveles de 2008.

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2. marco regulatorio de las tecnologías de generación de electricidad renovables

El marco legal del RE ha evolucionado sustancialmente a lo largo de los últimos quince años. El primer incentivo a la producción eléctrica con fuentes de energía renovables entró en vigor con la ley del Sector Eléctrico en 1997 y el Real Decreto 2818/1998, el cual establecía un mecanismo retributivo para cada tecnología que consistía en una prima fija sobre el precio medio de mer-cado mensual.

En 1999, el gobierno aprobó el plan de Fomento de las Energías Renova-bles (pFER), que establecía objetivos de inversión para cada tecnología con el propósito de que el 12% de la energía primaria en España en 2010 fuera de origen renovable (incluyendo grandes instalaciones hidráulicas). El gobierno también aprobó varias medidas destinadas a incentivar la participación de estas tecnologías en el mercado. las unidades de generación del RE tenían la opción de firmar contratos bilaterales con las empresas comercializadoras y se les concedió un pago por capacidad que posteriormente fue eliminado en 2007.

En 2004, este marco regulatorio fue modificado por el Real Decreto 436/2004, el cual permitía a los generadores vender su producción a las empre-sas distribuidoras a una tarifa fija o venderla en el mercado al precio del merca-do más una prima, y en algunos casos un incentivo adicional 7. la posibilidad de elegir entre estas dos opciones fue en sí mismo una ventaja con respecto al Real Decreto 2818/1998. además, el Real Decreto 436/2004 introduce un incremento neto en la compensación, bastante alto en el caso de algunas tecno-logías. Como resultado de estas modificaciones, después de la entrada en vigor del Real Decreto 436/2004, la mayor parte de la generación del RE se trasladó de la opción de venta de distribuidora a tarifa fija a la opción de mercado, como se puede observar en la figura 4.

En el año 2005, tras una revisión del pFER se concluyó que la evolución prevista de la inversión en renovables no sería suficiente para cumplir con los objetivos fijados para el 2010. En consecuencia, el pFER se actualizó con el plan de Energías Renovables 2005-2010 (pER). De acuerdo a esta plan, para el 2010, el 12% de la energía primaria en España debía tener origen renovable y un 29,4% de toda la generación de electricidad origen en tecnologías reno-vables. El pER 2005-2010 consideraba que era necesario reforzar el apoyo del gobierno a las energías renovables mediante la introducción de nuevas medi-das, incluidos mayores incentivos económicos.

7 Con un mecanismo de subvenciones basado en primas fijas, los generadores venden su producción a una tarifa fija, con independencia del precio de la electricidad en el mercado mayorista con la opción de prima, reciben un precio igual al precio del mercado más una prima. los valores de las tarifas y primas se fijaban en referencia a la tarifa media de referencia (tMR), que establecía el coste medio de la electricidad en un año concreto.

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Como resultado se produjo una nueva modificación del marco regulatorio de las renovables en España, materializado en el Real Decreto 661/2007, que es el marco regulatorio actualmente vigente en España. El régimen económico es relativamente similar al establecido en el Real Decreto 436/2004. Cada uni-dad puede escoger entre vender la energía a una tarifa fija o vender a precio de mercado y puede cambiar de una opción a otra a condición de que permanezca durante al menos un año en la opción escogida. El nivel de los incentivos eco-nómicos es ligeramente superior al que establece el Real Decreto 436/2004.

la tabla 3 muestra la evolución de las primas y tarifas bajo cada uno de los diferentes marcos regulatorios. Como se puede ver, el Real Decreto 436/2004 ya suponía un incremento importante en el valor de los incentivos, especial-mente en el caso de la energía solar fotovoltaica y solar térmica, incentivos que aumentaron nuevamente con el Real Decreto. Con el objeto de limitar el coste de los mecanismos de apoyo a las renovables, reducir el riesgo para el inver-sor y limitar el coste máximo de las primas a la producción, el Real Decreto 661/2007 introdujo un sistema de primas máximas y mínimas en la opción de venta a precio de mercado para algunas tecnologías. El Real Decreto 661/2007 también estableció que el mecanismo de remuneración de la producción de-bería ser redefinido una vez que se hubiera alcanzado el 85% de los objetivos de capacidad en cada tecnología. En el caso de la energía solar fotovoltaica, el objetivo del 2010 fue ya excedido en 2008. la capacidad instalada en este

Figura 4

ventas de la producción del re a distribuidora y a mercado

80.000

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

Año

GW

h

2004 2005 2006 2007 2008

Ventas a precio fijo

Ventas a opción de mercado

19%52%

74%

73%

73%

81%

48%

26% 27% 27%

Fuente: CnE, 2009b.

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año alcanzó 3.342 MW, comparado con el objetivo de 371 MW establecido en el pER para el 2010. En consecuencia, el gobierno diseñó un nuevo marco regulatorio para la energía solar fotovoltaica que entró en vigor con el Real Decreto 1578/2008.

En el año 2009, el sector de las renovables redujo su expansión significa-tivamente como resultado de varios factores, incluyendo algunas barreras ad-ministrativas, incertidumbre sobre el marco económico que se definiría tras la consecución de los objetivos del año 2010 y la recesión económica. la inver-sión en energía eólica y solar fotovoltaica se ha paralizado casi por completo.

En cualquier caso, no hay muchas dudas sobre el hecho de que la expan-sión de las renovables continuará en el futuro. España está obligada a trasponer la Directiva 2009/28/EC relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables 8, la cual requiere que el 20% del consumo de energía final en 2020 provenga de recursos renovables. además, el gobierno español ha hecho del sector de las renovables una prioridad nacional y está preparando en la actualidad una nueva ley sobre eficiencia energética y energías renovables,

8 Directiva 2009/28/EC del parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE.

tabla 3

evolución del marco regulatorio del régimen especial

Tecnología

RD 2818/1998 RD 436/2004 RD 661/2007

1998 2004 2007

Prima (€/MWh)

Tarifa (€/MWh)

Prima (€/MWh)

Tarifa (€/MWh)

Prima (€/MWh)

FV < 100 kWp 60,0 414,4 n/a 440,0 n/a

FV > 100 kWp 30,0 216,2 187,4 [229-417] n/a

Solar térmica 20,0 216,2 187,4 269,0 254,0

Eólica < 5 MW 31,6 64,9 36,0 73,0 29,0

Eólica > 5 MW 31,6 64,9 36,0 73,0 29,0

geotérmica < 50 MW 32,8 64,9 36,0 69,0 38,0

Mini hidráulica < 10 MW 32,8 64,9 36,0 78,0 25,0

Hidráulica 10–25 MW [0-35,8] 64,9 36,0 [66-78] 13,0

Hidráulica 25–50 MW [0-35,8] 57,7 28,8 [66-78] 13,0

biomasa (biocultivos, biogás) 28,0 64,9 36,0 [107-158] [61-115]

Residuos forestales 28,0 57,7 28,8 [96-130] [30-97]

Residuos sólidos urbanos 22,0 50,5 21,6 [38-53] [30-97]

Nota: para algunas tecnologías, el valor de la prima puede variar con el tamaño de la instalación. los rangos indican el valor máximo y mínimo que puede alcanzar la prima en cada caso.

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que trasladará a la legislación española la regulación europea sobre energía y cambio climático, y un nuevo plan de Energías Renovables 2010-2020, que es-tablecerá objetivos individuales para cada tecnología y las medidas correspon-dientes que deberán ser adoptadas para la consecución de dichos objetivos 9.

los datos de 2008 muestran que España está bien posicionada para alcan-zar los objetivos de la Directiva Europea sobre renovables para el año 2020 en el caso de la electricidad. no tanto sin embargo en el caso de las energías reno-vables correspondientes a las áreas de transporte y calefacción. En el 2008 la cuota de energía final con origen renovable era aproximadamente del 9%, con un 5% que corresponde al sector eléctrico y un 4% que corresponde al sector del transporte y calefacción (MItyC, 2009a). Según el gobierno español, el escenario correspondiente a 2020 requerirá que aproximadamente un 40% de la electricidad sea producida con energías renovables, lo que equivale aproxi-madamente a un 9% de la energía final total. El 11% restante necesario para alcanzar el 20% deberá ser obtenido en las áreas de transporte y calefacción. Estas estimaciones implican tasas de crecimiento anuales elevadas, del 6% en el caso de la electricidad y del 11% en los sectores del transporte y calefacción, tal y como se refleja en la figura 5.

Figura 5

crecimiento de las energías renovables hasta 2020 y su contribución al consumo de energía final

Año

kteo

140.000

130.000

120.000

110.000

100.000

90.000

80.000

70.000

60.000

50.000

4%5%

91% 80%

9%

11%

2008 2020

Convencional

Electricidad renovable

Renovables calefaccióny transporte

TACC 0,6%

TACC 6%

TACC 11%

Fuente: Estimaciones de los autores, asumiendo un 40% de la generación de electricidad procedente de recursos renovables en el 2020. Se asume un crecimiento del consumo de energía final de un 1,8% anual según las estimaciones para España durante el periodo 2007-2016 de la aIE, 2009. ktep = kilotoneladas equivalentes de petroleo; taCC = tasa anual de crecimiento constante.

9 El Ministerio de Industria, turismo y Comercio ha considerado en varias ocasiones que los objeti-vos del 2020 requieren un 40% de la electricidad con origen renovable. Ver Ministerio de Industria turismo y Comercio (2009b).

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ii. valoración de la Política sobre renovables

vigente

¿Es posible concluir que el mecanismo de fomento de las energías renova-bles desarrollado por el gobierno español ha contribuido a la consecución de sus principales objetivos: sostenibilidad medioambiental, menores costes de la electricidad e incremento de la seguridad de suministro? Como se discute en detalle en los siguientes párrafos, el actual mecanismo de fomento de las renovables ha demostrado ser efectivo, si bien también ha sido muy costoso, ha provocado un aumento de los precios de la electricidad y ha suscitado di-versas preocupaciones en relación a la operación del sistema y su seguridad, especialmente a largo plazo.

1. sostenibilidad medio ambiental: efectividad y eficiencia

El sistema español de fomento de las energías renovables ha demostra-do ser altamente efectivo. En general, los objetivos de capacidad establecidos para 2010 están a punto de alcanzarse, si bien para algunas tecnologías defi-nidas en el pER 2005-2010 y en el Real Decreto 661/2007 los objetivos no se van a alcanzar, según los datos que se muestran en la tabla 4. El aumento de las energías renovables ha contribuido significativamente a la reducción de emisiones de Co2.

tabla 4

objetivos de capacidad para el año 2010

Septiembre 2009 (MW) Objetivo 2010 (MW) % cumplimiento

Cogeneración 6.464 9.215 70%

Solar FV 4.824 371 1.300%

Solar térmica 82 500 16%

Eólica 17.269 20.155 86%

Repotenciación Eólica a 0 2.000 0%

Hidraúlica (< 10 MW) 1.414 2.400 59%

biomasa 674 1.567 43%

Residuos sólidos 269 350 77%

total 30.996 36.558 85%

Fuente: CnE, 2009b.a la repotenciación implica el reemplazo de las turbinas eólicas de primera generación con turbinas modernas de

potencia superior.

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Sin embargo, la efectividad del mecanismo de fomento de las energías renovables en España se ha producido a expensas de un coste considerable. Como se muestra en la tabla 5, en 2008 el subsidio medio por MWh recibido por las unidades del RE se situó en un 75% por encima del precio del mercado. Se espera que a finales del 2009, el volumen total de los subsidios al RE alcan-cen los 4,7 billones de euros (CnE, 2009c). En concreto, el 40% de todos los subsidios se destinan al fomento de la producción solar FV, la cual representa sólo el 3,7% de toda la generación de RE.

tabla 5

subsidios implícitos a la generación del re en 2008

Capacidad (MW)

Energía (GWh)

Precio total recibido

(€/MWh)

Precio de mercado (€/MWh)

Prima implícita (€/MWh)

Prima implícita

sobre mercado

Cogeneración 6.136 21.088 99,2 64,5 34,7 54%

Solar 3.454 2.541 453,0 64,5 388,6 603%

Eólica 15.982 31.869 100,4 64,5 36,0 56%

Minihidraúlica 1.945 4.632 96,2 64,5 31,8 49%

biomasa 583 2.487 116,5 64,5 52,0 81%

Residuos sólidos 569 2.732 87,8 64,5 23,3 36%

Residuos sólidos urbanos 573 3.156 111,4 64,5 47,0 73%

total re 29.242 68.504 113,4 64,5 49,0 76%

Fuente: CnE, 2009b.

2. reducción de los costes de la electricidad

En 2009, una combinación de diferentes factores —incremento de la ca-pacidad de generación renovable, reducción de la demanda y elevados aportes hidráulicos— derivaron en un rápido incremento de la cobertura de la deman-da por parte del RE, la cual cubrió un 28% de la generación en el periodo comprendido entre enero y octubre de 2009.

El aumento de la penetración del RE ha tenido implicaciones sustanciales en la operación del sistema eléctrico español. En concreto, el incremento de la generación renovable ha tenido un impacto en los precios que perciben los consumidores. la estimación de dicho impacto es un ejercicio complejo, dado que el incremento de la generación renovable tiene consecuencias diversas que pueden afectar a los precios en diferente sentido.

En primer lugar, los consumidores de electricidad pagan los subsidios a la promoción de energía renovable a través de las tarifas reguladas de acceso a la

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red. El gobierno fija estas tarifas periódicamente y éstas se aplican a todos los consumidores que tienen acceso a la red eléctrica. Estas tarifas se establecen teniendo en cuenta el coste de la actividad de transporte y distribución, los subsidios a la producción de renovables y otros costes del sistema 10.

El peso de estos subsidios en el cálculo de las tarifas es significativo. no es sorprendente por tanto que los subsidios a la producción de renovables hayan incrementado las tarifas de acceso que paga el consumidor medio. Estas tarifas se han incrementado de 15,70 € por MWh en 2008 a 33,3 €/MWh en 2009 —un incremento del 112%, la mitad del cual está causado por los mecanismos de fomento de las renovables— 11. Dado que las tarifas de acceso suponen el 50% de los precios finales de la electricidad, el incremento en las tarifas de acceso ha tenido un importante impacto sobre el coste de la electricidad y con-secuentemente sobre el bienestar del consumidor (CnE, 2009a).

En segundo lugar, el incremento de la generación de origen renovable pue-de reducir los precios del mercado mayorista a corto plazo. En España, la pro-ducción de la mayoría de las unidades del Ro y del RE se oferta en el mercado diario, que es un mercado tipo pool en el cual todos los generadores reciben el precio marginal del mercado en cada hora, siempre que oferten su capacidad a precios inferiores al precio de casación del mercado. las unidades convencio-nales generalmente ofertan su capacidad en relación a sus costes variables de producción. las energías renovables del RE, independientemente de la opción de venta que hayan escogido, introducen toda su capacidad en el mercado a coste cero, dado que su capacidad no es gestionable y por ello necesitan vender toda la energía que producen en cada momento del tiempo. Como resultado, toda la energía del RE, incluyendo la producción de las tecnologías renova-bles, se vende en el mercado diario, lo que reduce la demanda residual de las unidades del Ro. un incremento de la producción del RE reduce la demanda de las unidades que marcan el precio marginal del mercado diario, las unidades del Ro. En consecuencia, el incremento de la oferta del RE reduce los precio mayoristas (Sáenz de Miera et al., 2008).

El efecto neto del incremento de la capacidad de producción renovable en los precios finales es en consecuencia ambiguo. la figura 6 muestra cómo el efecto neto puede incrementar o reducir los precios finales, dependiendo de la pendiente de la curva de oferta y de la magnitud de la prima que se paga para incentivar la inversión en capacidad renovable.

nótese, sin embargo, que la reducción de los precios del mercado redu-ce la remuneración que reciben las unidades de generación ya instaladas. la adopción de una regulación dirigida al fomento de las renovables produce un

10 Estos incluyen entre otros, los costes del operador del sistema (REE), del operador del mercado (oMEl) y del regulador energético (CnE).

11 tarifas medias de acceso, excluyendo el déficit ex-ante, como se describe en CnE (2009a).

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shock adverso en la rentabilidad actual y futura de aquellas unidades que pue-den provocar que su inversión fuera ahora injustificable. En la medida en que dicha política, o al menos algunos de sus elementos más importantes, no pudo ser anticipada por estos agentes cuando realizaron dicha inversión, el impacto adverso de dicha política en la rentabilidad de las unidades incumbentes puede considerarse como una forma de imposición regulatoria que debería ser com-pensada. además, la salida del mercado de aquellas plantas que estén infra remuneradas tendrían el efecto de incrementar los precios y reduciría la efec-tividad de las energías renovables como instrumento de reducción de precios. por tanto, parece que una política de fomento de las energías renovables debe ir mano a mano con algún tipo de medida compensatoria dirigida cubrir las inversiones no amortizadas de los operadores incumbentes realizadas antes de que se adoptara la nueva regulación. Estas compensaciones se justifican tanto en términos de eficiencia como de justicia.

la figura 6 muestra dos ejemplos en los que la producción de energías renovables puede incrementar o reducir los precios del mercado. En ambos casos, Ejemplo 1 y Ejemplo 2, la producción del RE, QRE reduce la demanda residual del Ro de Qt a QRo, lo cual causa una reducción del precio de casa-ción del mercado de pt a pRo. Dado que las unidades del Ro reciben el precio de casación del mercado, la reducción del precio provoca una reducción del coste total equivalente al área a. por otro lado, las unidades del RE reciben un precio igual a pRE, independientemente del precio de casación del merca-do. un precio de casación inferior simplemente se traduce en un aumento de las primas que reciben las unidades que operan en el RE. De este modo, un incremento de la producción del RE resulta en unos pagos extras al RE equi-valentes al área b. El efecto neto de incrementar la producción del RE será una reducción (incremento) en el coste mayorista de la electricidad cuando

Figura 6

efecto del fomento de las energías renovables en el mercado de generación

{

{Caso 1

Incentivoneto

Reducción delprecio

de mercado

PRE

PT

POR

Incentivoneto{

{

Caso 2

Reducción delprecio

de mercado

PRE

PT

PRO

QRO

DRO

QT

DT

QER

DRO

DT

QRO QT

A

B

A

B

QER

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el área a es mayor (menor) que el área b. En el Ejemplo 1 el volumen de los subsidios a las renovables es superior al ahorro derivado de la reducción del precio de casación del mercado diario. En el Ejemplo 2, por el contrario, el coste del subsidio es más que compensado por la reducción del precio del mercado. El Ejemplo 1 se caracteriza por una curva de oferta relativamente plana, mientras que el Ejemplo 2 muestra una curva de oferta con una mayor pendiente.

En el caso de España, es probable que el efecto neto del fomento a la inver-sión en renovables derivado de las primas y tarifas haya sido el de incrementar el coste de la electricidad y por tanto el precio que perciben los consumidores. Esto es debido a que en la actualidad la curva de oferta del mercado español es relativamente plana en el margen, como resultado del elevado número de ciclos combinados que compite en este rango de costes.

por ello, se espera que el aumento de capacidad renovable en el merca-do diario tenga un impacto relativamente menor y en cualquier caso, menor que el coste de los subsidios que perciben los propietarios de los activos de generación renovables. nótese a este respecto que durante la primera mitad de 2009, el precio del mercado diario se situó entre los 35 €/MWh y 40 €/MWh, lo cual, dado que el mínimo establecido para la generación eólica es de 71,30 €/MWh, implica una prima muy elevada. Es más, la naturaleza in-termitente de la producción eólica y solar impone una presión adicional sobre los precios. la producción de las unidades eólicas es enormemente variable y precisa de capacidad térmica de soporte disponible, lo que incrementa las necesidades de tener reserva térmica acoplada 12, que debe ser remunerada apropiadamente.

a medio plazo, y con toda seguridad a largo plazo, es probable que la política española de fomento de renovables provoque incrementos adicionales en los precios de la electricidad. a medio plazo, si no se produce una refor-ma sustancial del actual mecanismo de primas y tarifas, el coste total de los subsidios al RE se incrementará en línea con los incrementos de capacidad renovable.

a largo plazo, el incremento de la capacidad renovable desplazará fuera del mercado una gran parte de la capacidad térmica convencional, provocando que los precios se incrementen. a este respecto, nótese que la producción del RE ya ha provocado una reducción nada despreciable de la producción de las unidades térmicas convencionales. En el periodo comprendido entre noviem-bre de 2008 y octubre de 2009, la producción de ciclos combinados ha sido un 17% inferior que en los doce meses anteriores. parte de esta reducción es consecuencia directa del incremento en la producción del RE. la reducción de

12 En media, la generación eólica requiere más de 600 MW de reservas adicionales.

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la producción de las unidades térmicas ha resultado consecuente en menores factores de carga, los cuales han caído del 53% en 2008 a aproximadamente un 44% en el 2009 13.

3. seguridad de suministro

El incremento significativo de las tecnologías renovables tiene implica-ciones directas sobre la operación del sistema a corto plazo y sobre su plani-ficación y desarrollo a largo plazo. Como es bien sabido, la integración de un gran volumen de generación intermitente en el sistema eléctrico conlleva una operación más compleja de la red y todo un reto para el operador del sistema. Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema en España, ha reali-zado grandes esfuerzos para integrar la producción solar y eólica en la red de manera eficiente y fiable. por ejemplo, en 2006, REE creó el Centro para el Control del Régimen Especial (CECRE) con el objeto concreto de potenciar la integración de la generación renovable en la red, especialmente en lo que se refiere a la generación eólica, manteniendo al mismo tiempo la seguridad del sistema.

El objetivo del CECRE es ciertamente complejo, dada la naturaleza in-termitente y variable de la producción eólica. Según REE, la predicción de la producción eólica con veinticuatro horas de antelación se realiza con un error medio del 20% (Rodríguez, 2007). Estos errores requieren en consecuencia un incremento de las reservas necesarias para garantizar la operación segura del sistema. Cuando la predicción estimada es superior a la producción real, el sistema precisa reservas a subir. En cambio, cuando la producción estimada es inferior a la producción real, la operación óptima del sistema requiere reservas a bajar. la gestión de la producción eólica es por tanto muy compleja, teniendo en cuenta además que la generación eólica está correlacionada negativamente con la demanda eléctrica: la producción eólica es menor en las puntas de vera-no e invierno y, al contrario, provoca vertidos de energía primaria en las horas valle 14.

por ejemplo, como se muestra en la figura 7, el 2 de noviembre de 2008, la capacidad eólica se situó 3.200 MW por encima de la potencia estimada. Dada la reducida demanda de ese día, el sistema no disponía de reservas suficientes a

13 Este escenario asume que el 100% de la reducción de la demanda es compensada por la reducción de los ciclos combinados. Se trata de un supuesto conservado ya que la producción del Ro, excluyendo el carbón y los ciclos, también se ha reducido en comparación con el año 2008.

14 Según un informe de REE para la Secretaría de Estado de la Energía, si continúa el ritmo actual de desarrollo de las renovables, los vertidos de energía serán una constante del sistema. El informe considera que a partir de 2014, los vertidos de energía alcanzarán de 0,4 a 2,3 tWh, el 3% y el 10% de las horas en un año, o entre 0,6 y 3,6, el 5% a 12% de las horas, dependiendo del escenario. Ver Secretaría de Estado de Energía (2009).

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subir. En consecuencia, el operador del sistema, REE, se vio obligado a reducir la producción eólica en 2.400 MW entre las 7:00 y 9:00 a.m.

otro problema frecuente se produce cuando un número elevado de aeroge-neradores requieren ser desconectados por exceso de velocidad. por ejemplo, los días 23 y 24 de enero de 2008, las turbinas eólicas situadas en el norte de España experimentaron vientos superiores a los 200 km/h y tuvieron que ser desconectadas. Como resultado, la diferencia entre la capacidad eólica esti-mada y la capacidad real fue superior a los 5.000 MW, como se muestra en la figura 8. El operador del sistema se vio obligado a compensar esta diferencia mediante la gestión de los desvíos en tiempo real y el incremento de la produc-ción de los ciclos combinados.

En conclusión, la generación eólica y, en cierto modo, la solar, han intro-ducido un alto grado de incertidumbre en la operación del sistema eléctrico. En consecuencia, REE ha tenido que incrementar los márgenes de reserva del sistema para poder responder de manera eficiente y en el tiempo adecuado a las posibles variaciones en la generación de las energías renovables. En particular, REE utiliza el parque de ciclos combinados y la generación hidráulica para garantizar la disponibilidad de las reservas necesarias.

la fiabilidad del sistema en el futuro dependerá de diversos factores, sien-do la capacidad instalada y la disponibilidad de los ciclos combinados el más determinante. Éste es, sin embargo, un motivo de preocupación dado que la

Figura 7

Producción eólica estimada y real, 2 de noviembre de 2008

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Producción eólica 11/02/2008

0:00

Producción eólica

Estimación

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:0

011

:0012

:0013

:0014

:0015

:0016

:0017

:00

18:0

019

:0020

:0021

:0022

:0023

:00

Fuente: REE, ESIoS.

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rentabilidad de los ciclos combinados ha disminuido drásticamente en 2009, y las previsiones a corto plazo tampoco son particularmente optimistas. Como se ha explicado anteriormente, el incremento de la capacidad de generación renovable ha provocado una reducción de los factores de utilización de los ciclos combinados, a la vez que una reducción de los precios que éstos per-ciben cuando operan. al mismo tiempo, la reducción del número de horas de operación también causa un aumento de los costes variables como resultado de, entre otros factores, unos costes de mantenimiento más elevados. El au-mento de los costes se debe esencialmente a una mayor frecuencia de paradas y arranques y a las obligaciones de compra de gas derivadas de las cláusulas Take or Pay en los contratos de suministro de gas a largo plazo, con indepen-dencia del gas que puedan consumir. la evolución estimada de la capacidad de las energías renovables, que podría ser suficiente para cubrir casi el 100% de la demanda en algunos periodos, sugiere que las tasas de utilización y la rentabilidad de los ciclos combinados actualmente en operación se mantengan muy bajas en el futuro.

la consecuencia es que puede ponerse en riesgo la disponibilidad de su-ficiente capacidad de respaldo. los operadores de ciclos combinados incum-bentes tienen incentivos a cerrar o, al menos, dejar de operar temporalmente una parte de la capacidad de ciclos combinados que está en funcionamiento. Es más, estos operadores (al igual que los potenciales entrantes) ya no tienen

Figura 8

Producción eólica real y estimada, 23-24 de enero de 2008

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

MW

h

10:0

0

Producción eólica

Estimación

11:0

012

:00

13:0

014

:00

15:0

017

:00

19:0

020

:00

21:0

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:0023

:00

0:00

1:00

2:00

3:00 4:

005:

006:

007:

008:

00 9:00

16:0

018

:00

Producción eólica 01/23-24/2008

23 24

+5.000 MW

Fuente: REE- ESIoS.

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incentivos a introducir nueva capacidad térmica en el sistema. la evidencia reciente muestra que éste es el caso: varios planes de construcción de ciclos han sido suspendidos, lo que significa que la capacidad de ciclos en el futuro será menor de la prevista no hace mucho tiempo. unas condiciones de oferta más ajustadas provocarán el aumento de los precios en los periodos en los que la producción eólica sea reducida y ello puede permitir a las unidades convencionales que permanezcan en el mercado operar de manera rentable. Sin embargo, lo que es una respuesta racional desde el punto de vista privado, podría tener efectos muy perjudiciales desde la perspectiva de la seguridad de suministro.

otros factores que también pueden contribuir a una integración eficiente de las energías renovables incluyen la capacidad del sistema para gestionar las variaciones de la demanda, la disponibilidad de unidades de bombeo cuya ope-ración pueda ser optimizada para proporcionar reservas de energía adicionales, el desarrollo de las interconexiones con los países vecinos y la existencia de una red de transporte que pueda integrar satisfactoriamente la producción de las unidades de generación renovables que no estén situadas necesariamente en zonas donde la demanda sí lo está. Desafortunadamente, España no está muy bien situada con respecto a ninguno de estos factores, lo cual limita seria-mente la capacidad de REE para evitar vertidos de energía y minimizar las ne-cesidades de reservas. por ejemplo, las interconexiones con los países vecinos, y especialmente con Francia, representan una parte muy pequeña de las puntas de demanda, y la red de transporte está diseñada en función de los grandes nú-cleos de generación existentes previos a la irrupción de la generación eólica.

iii. recomendaciones

los mecanismos de fomento a la producción de energías renovables adop-tado por el gobierno español han contribuido sin duda a la consecución de los objetivos medioambientales, pero lo han hecho a un coste elevado para la eficiencia y fiabilidad del sistema eléctrico español. Desde la perspectiva de la eficiencia, como se explica anteriormente, la fuerte expansión de la capacidad de generación de energía renovable en España posiblemente incrementará los costes de la electricidad a corto plazo y los efectos a medio y largo plazo en los precios están destinados a ser perjudiciales desde el punto de vista de los consumidores. En lo que respecta a la seguridad de suministro, la política del gobierno español ha contribuido a reducir la dependencia del sistema de las fuentes de energía importadas. por otra parte, un sistema eléctrico en el que una proporción significativa de la demanda se cubre mediante generación solar y eólica sólo puede funcionar de manera fiable si hay suficiente capacidad tér-mica de reserva. Ello requiere en compensación una remuneración apropiada para la capacidad térmica de respaldo, precisamente porque, a causa de la ex-

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pansión de la generación renovable, la producción de dichas unidades térmicas está destinada a reducirse.

El gobierno español no tiene autonomía para renegociar sus compromisos medioambientales. lo que sí puede hacer, por otra parte, es rediseñar su po-lítica actual para asegurar que dichos compromisos sean compatibles con una operación eficiente y fiable del sistema a corto, medio y largo plazo. De otro modo, la política medioambiental del gobierno puede ser cuestionada. ¿Cómo se debe proceder entonces? lo primero, y más importante, el gobierno español debería considerar con cuidado la magnitud y el coste de su política de fomen-to de las energías renovables. El gobierno debería analizar hasta qué punto los objetivos medioambientales pueden alcanzarse a un menor coste por medio de políticas destinadas a la promoción de la eficiencia energética. Debería revisar sus estimaciones sobre la demanda y capacidad de generación para poder eva-luar con rigor la cuantía de las ayudas a la generación renovable, considerando los posible efectos adversos que ello tiene sobre la eficiencia económica y la seguridad del suministro, tal y como se ha descrito en anteriores párrafos.

la evidencia disponible sugiere que es esto precisamente lo que el go-bierno ha comenzado a hacer. El gobierno español ha tomado importantes de-cisiones destinadas a limitar el coste de las ayudas a las renovables. así, por ejemplo, el Real Decreto-ley 6/2009 establece algunas barreras administrati-vas a la instalación de capacidad renovable. Sólo aquellas unidades con las au-torizaciones necesarias y planes de construcción creíbles podrán registrarse en el RE. Con la entrada en vigor de este Real Decreto-ley, el gobierno reconoce abiertamente que si la expansión de la generación renovable continúa al ritmo actual, se pondrán en peligro la viabilidad técnica y económica del sistema. El gobierno ha establecido recientemente cuotas anuales a la instalación de ciertas tecnologías (Secretaría de Estado de Energía, 2009). la instalación de nueva generación eólica está limitada a 1.855 MW en 2010 y a 1.700 MW en 2011. la generación solar FV se limita a 500 MW hasta el año 2012. además, el incentivo para la generación solar se ha reducido sustancialmente, de 442 €/MWh a 320 €/MWh.

Estas medidas pueden ser no obstante insuficientes. por ello, el gobierno español debería buscar mecanismos alternativos para alcanzar sus objetivos medioambientales a un menor coste. una recomendación obvia es continuar con la reducción de los incentivos a la generación solar fotovoltaica, la cual, a pesar de la reducción descrita anteriormente, es todavía extraordinariamente elevada y difícilmente justificable por razones medioambientales o industria-les. parte de este ahorro podría destinarse a la inversión en I+D solar. Dado el actual grado de desarrollo en lo que respecta a la energía solar, la inversión en I+D será posiblemente más eficiente y efectiva que la inversión en instalacio-nes que pueden quedar obsoletas en poco tiempo.

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En segundo lugar, el gobierno español debería también evaluar si el cos-te de los objetivos del año 2020 puede reducirse con un mayor énfasis en la promoción de las energías renovables de los sectores del transporte y la ca-lefacción, como por ejemplo, mediante el fomento del biofuel y mediante la promoción de la eficiencia energética. la situación actual de las renovables en estos sectores indica que hay un gran potencial de mejora, especialmente en el sector del transporte, donde las energías renovables representan menos de un 2% del consumo total (en comparación con el objetivo del 10% establecido para el año 2020).

algunas estimaciones sugieren que la biomasa y la energía solar térmica para calefacción proporcionan medios más eficientes de reducir las emisio-nes que otras tecnologías, como la eólica o hidráulica (aIE, 2009, 96). las políticas dirigidas a mejorar la eficiencia energética también deberían ser una prioridad (Comisión Europea, 2009b). la actual estrategia de reducciones de emisiones centrada casi exclusivamente en la gestión de la oferta en el mer-cado eléctrico es demasiado costosa. una solución basada en diferentes me-canismos y que incluya la gestión de la demanda en los mercados eléctricos y acciones concretas en las áreas de transporte y calefacción probablemente sea más efectiva.

En tercer lugar, una vez que la administración haya decidido el volumen de energía renovable que es necesario subvencionar, debería considerar tam-bién una reforma del mercado de generación de manera que se asegura que el incremento de la capacidad renovable no supondrá una distorsión de la operación ni riesgos para la seguridad del suministro. a este respecto, el go-bierno debería evaluar cómo remunerar la disponibilidad de la capacidad de reserva aportada por los ciclos combinados y turbinas de gas de ciclo abierto. tal vez, el gobierno debiera incrementar los pagos por capacidad a los ciclos combinados y a todas las tecnologías de producción flexibles. actualmente, el valor de los pagos por capacidad que reciben los ciclos combinados está fijado en 20.000 €/MWh para las unidades ya instaladas y limitado a diez años únicamente. En el caso de los pagos de capacidad para nuevos entrantes, el valor del pago de capacidad se calcula en función de un índice que mide el exceso de capacidad del sistema. para estas unidades, el valor del pago por capacidad tiene un límite máximo en 28.000 €/MWh y se concede también por un tiempo limitado de diez años. Estos ingresos podrían ser insuficientes para retribuir unas unidades de generación que funcionan sólo en las puntas de demanda o como capacidad de respaldo. En todo caso, determinar de ma-nera concluyente la cuantía adecuada de los pagos por capacidad requiere una investigación más detallada.

por otra parte, la administración podría plantear un mercado de capacidad a corto plazo, que pueda enviar las señales adecuadas a los inversores que están

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evaluando la entrada en el mercado para cubrir las necesidades de flexibilidad de un sistema con un volumen significativo de generación intermitente 15. Si nada de esto funcionara, la administración debería considerar como alternativa elevar o eliminar definitivamente el límite establecido de precios del mercado diario, actualmente situado en 180 €/MWh. Este límite, situado por debajo de cualquier estimación del valor de la demanda no servida, claramente pone en riesgo la capacidad de las centrales de punta de recuperar sus costes fijos. Si la administración no desarrolla ninguna de estas medidas, el sistema eléctrico español se enfrentará a un riesgo considerable de infra inversión en unida-des térmicas, especialmente en ciclos combinados de gas y turbinas de gas de punta, lo que podría socavar su capacidad para cubrir la demanda eléctrica de manera fiable.

Cuarto, el gobierno debería fomentar la inversión en nuevas infraestruc-turas de red, condicionado a un análisis coste beneficio apropiado, de modo que la generación eólica y solar pueda ser transportada y distribuida de modo eficiente a aquellas áreas del país donde se localiza la demanda. Según REE, sus previsiones de inversión permitirían, desde un punto de vista técnico, co-nectar a la red más de 40.000 MW de generación eólica y más de 8.000 MW de capacidad solar termoeléctrica en 2016, en comparación con los 15.800 MW de eólica y 82 MW de termo eléctrica existentes en 2008.

Quinto, el gobierno debería también volver a analizar el modo en el que se pagan las ayudas al RE. ¿Quién debería contribuir a la financiación de la polí-tica medioambiental del gobierno. ¿Deberían ser exclusivamente los consumi-dores de energía en proporción a su consumo? no hay una respuesta obvia. por un lado, los beneficios de la política de ayudas a las renovables afectan a toda la población. por otro, establecer mecanismos de pago que no estén relaciona-dos con el consumo de electricidad minimizaría el impacto de dicha política medioambiental sobre la competitividad de las industrias y servicios con un intenso consumo energético.

iv. conclusiones

El gobierno español ha hecho de la inversión en las energías renovables una prioridad nacional y plantea el desarrollo del sector como uno de los prin-

15 actualmente, no existe un mercado como éste. El mercado de reservas terciario incluye las re-servas necesarias para aumentar o reducir la producción en un periodo de quince minutos a dos horas. adicionalmente, este servicio retribuye únicamente la producción y no la capacidad. Con la modificación de los pagos de capacidad en 2007, con la orden ItC/2794/2007, anexo III, se esperaba que el operador del sistema REE desarrollara un mercado de capacidad a corto plazo que tenía el objetivo de incentivar la disponibilidad de la capacidad térmica en las puntas de demanda mediante la firma de contratos bilaterales entre el operador del sistema y los generadores. Sin embargo, este mercado no se ha desarrollado todavía y no se espera que se desarrolle a corto plazo.

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cipales vectores de crecimiento económico en los próximos años 16. la política del gobierno ha sido sin duda efectiva. España es uno de los países en el mundo con más capacidad de generación solar y eólica, tanto en términos relativos como absolutos. la expansión de la generación renovable también ha sido igualmente costosa y ha suscitado muchas dudas sobre los efectos que provoca en la fiabilidad y en la eficiencia del sistema eléctrico. Este capítulo ha iden-tificado y expuesto los principales problemas a este respecto y ha propuesto cómo algunas de estas cuestiones podrían solucionarse satisfactoriamente. El gobierno debería enfrentarse de manera proactiva a los problemas generados por los mecanismos de fomento de las energías renovables con urgencia. la economía del país podría dañarse seriamente si su sistema eléctrico es incapaz de satisfacer la demanda de manera eficiente y fiable. los objetivos medioam-bientales no pueden y no deben alcanzarse a expensas de la competitividad de la industria española.

reFerencias

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16 Diferentes instituciones han analizado esta cuestión con resultados diversos. por ejemplo, la aso-ciación de productores de energías renovables, appa, concluye que la contribución de las renovables al crecimiento económico es positiva en términos de empleo y crecimiento económico (appa, 2009). al contrario, el Instituto Juan de Mariana, considera que las energías renovables destruyen 2,2 empleos por cada empleo verde que se crea. (Calzada Álvarez, 2009). Sin embargo, no parece que se haya llevado un análisis riguroso al respecto.

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Capítulo 15. Promoción de las energías renovables: la experiencia de España

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